Исследование и разработка технологий комплексного воздействия кремнийорганическими соединениями для повышения продуктивности обводненных скважин



Скачать 267.41 Kb.
НазваниеИсследование и разработка технологий комплексного воздействия кремнийорганическими соединениями для повышения продуктивности обводненных скважин
КОНОНЕНКО АЛЕКСЕЙ АРКАДЬЕВИЧ
Дата28.05.2013
Размер267.41 Kb.
ТипИсследование
источник


На правах рукописи


КОНОНЕНКО АЛЕКСЕЙ АРКАДЬЕВИЧ


ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИМИ СОЕДИНЕНИЯМИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН


Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Тюмень – 2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию


^ Научный руководитель – кандидат технических наук

Земцов Юрий Васильевич


Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

^ Поляков Владимир Николаевич

- кандидат технических наук, доцент

Мулявин Семен Федорович


Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр Тюменской нефтяной компании» (ООО «ТННЦ   ТНК»)


Защита состоится 16 апреля 2008 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.


Автореферат разослан 16 марта 2008 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля

^ ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерно наличие значительных остаточных запасов нефти при высокой обводненности добываемой продукции.

При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. По этой причине на поздней стадии разработки месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи.

Результаты применения методов ограничения притока вод в скважины свидетельствуют о возможности успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения многофазных систем привела к снижению эффективности указанных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации, что доказывает актуальность проблемы.

^ Цель работы

Интенсификация добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений применением комплексного воздействия водоизолирующими составами на основе кремнийорганических соединений и кислотного воздействия на призабойную зону пласта.

^ Основные задачи исследований

  1. Анализ проблем обводнения нефтяных скважин и научное обоснование приоритетной технологии изоляции водопритоков с применением химических реагентов.

  2. Теоретическое обоснование и экспериментальные исследования составов для комплексной химической обработки призабойных зон пласта (ПЗП).

  3. Разработка технологии комплексного воздействия на ПЗП обводненных скважин водоизолирующими реагентами на основе кремнийорганических соединений с последующим кислотным воздействием с целью вовлечения в разработку низкопродуктивных нефтеносных интервалов.

  4. Промысловая апробация технологий комплексного воздействия на ПЗП.

^ Научная новизна выполненной работы

  1. Исследованиями во времени процесса гелеобразования и степени набухания гелей в присутствии гликолевого эфира ортокремневой кислоты (ГЭОК) при различных концентрациях катализаторов KOH, NaOH, KF выявлено, что оптимальным катализатором является KF с концентрацией 0,1 % от общего объема рекомендуемого состава водорастворимого тампонажного однокомпонентного состава.

  2. Предложена методика оценки прогноза результатов изоляции заколонных перетоков воды кремнийорганическими соединениями с учетом геолого-технологических факторов эксплуатации скважин с применением последовательной диагностической процедуры.

^ Практическая ценность и реализация

  1. Разработан водорастворимый тампонажный однокомпонентный кремнийорганический состав (ВТОКС), который в сравнении с аналогичными кремнийорганическими составами (КОС), в частности с водорастворимым тампонажным составом (ВТС), имеет следующие преимущества. Это однокомпонентность, и как следствие, снижение трудоемкости и стоимости обработки. Опытные партии ВТОКС были апробированы и внедрены в 29 скважинах Урьевского, Поточного, Южно-Ягунского, Тевлинско-Русскинского, Вать-Ёганского, Дружного и Повховского месторождений Западной Сибири. При проведении работ по изоляции межпластовых заколонных перетоков воды успешность составила 83,3 %, а средний прирост дебита нефти - 12,7 т/сут. Обводненность скважин снизилась в среднем на 49,8 %. В результате дополнительно добыто 45,2 тыс. тонн нефти, что составило 7,5 тыс. тонн на 1 скважину. Высокую эффективность показали работы по отключению отдельных обводненных интервалов пласта. При успешности 80 %, прирост дебита нефти в среднем составил 7,2 т/сут, а обводненность снизилась на 22,4 %. Дополнительная добыча составила 58,4 тыс. тонн, или 3,9 тыс. тонн на 1 скважину. При изоляции заколонных перетоков подошвенных вод успешность - 75 %, прирост дебита нефти в среднем 3,1 т/сут, дополнительная добыча нефти 7,7 тыс. тонн. или в среднем 960 тонн на 1 скважину.

  2. Предложен комплекс геолого-физических и технологических параметров, позволяющий обоснованно проектировать и прогнозировать исход водоизоляционного процесса на конкретных объектах с применением последовательной диагностической процедуры. Указанные рекомендации были реализованы на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», где была достигнута успешность работ 79 %.

  3. Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в следующие руководящие документы: РД 39-0148070-0147009-86 «Технология ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах кремнийорганическим водоизолирущим реагентом продукт 119-204» и РД 39-0147009-532-87 «Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ», РД 39-0148070-230-87Р "Инструкция по технологии воздействия на призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия", СТО 62-03-212-86 "Инструкция по приготовлению и применению для изоляционных работ в скважинах водорастворимых тампонажных составов ВТС-1, ВТС-2", РД 39-2-1050-84 "Инструкция по технологии обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин ацетоновыми растворами соляной кислоты", РД 39Р-0148463-0004-89 "Технология повышения производительности обводненных скважин с использованием кремнийорганических водоизолирующих составов и кислотных композиций".

^ Апробация результатов исследований

Основные результаты диссертационной работы, докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири» (Тюмень, ЗапСиббурНИПИ, 1995 г.); международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г.), Всероссийской научно – практической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно – Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2007 г.), Международном научно – техническом семинаре «Информационные технологии в недропользовании и нефтегазодобыче» (Тюмень, 2007 г), научно-технических советах СибНИИНП и КогалымНИПИнефть, научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (1995 – 2007 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 6 печатных работах, в том числе в 2 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

^ Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 190 страницах машинописного текста, содержит 18 таблиц, 27 рисунков. Состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 129 наименований.

^ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

^ В первом разделе проанализированы основные причины обводнения добывающих скважин в различных горно-геологических условиях. Рассмотрены результаты теоретических исследований, посвященных вопросам образования фильтрационных потоков многофазных систем в пористой среде, конусообразования, прорыва краевых и нагнетаемых вод при различных режимах эксплуатации месторождений. При этом использованы труды отечественных и зарубежных ученых: Ю.С. Абрамова, К.С. Басниева, А.И. Гриценко, В.Н. Данилова, С.Н. Закирова, В.М. Максимова, М. Маскета, М.Л. Сургучева, А.П. Телкова, С.А. Христиановича, И.А. Чарного, В.Н. Щелкачева. Телковым А.П. предложен ряд решений для потенциала несовершенной скважины, которые могут быть использованы для определения безводного периода работы скважины, дренирующей нефтяной пласт с подошвенной водой

, (1)

где τ0 - безразмерное время;

R0 – радиус контура питания, м;

 - водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, %;

- нефтенасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, %;

- остаточная водонасыщенность, %;

-коэффициент анизотропии;

m – коэффициент эффективной пористости, %;

h0 – толщина нефтенасыщенного пласта, м;

, - динамическая вязкость соответственно нефти, воды, Па*с; ρв, ρн – плотность нефти, воды соответственно, кг/м3.

На примере скважины № 1221 пласта БС10 Суторминского месторождения было определено время безводного периода эксплуатации. По лабораторным и промысловым данным известно: R0=200 м;  = 5,5; hперф=5,6 м; =2,4 мПа*с; =1,2 мПа*с. Предельный безводный дебит равнялся 12,35 м3/сут, ρв=1020 кг/м3; ρн=790 кг/м3. Установлено, что время безводного периода работы скважины № 1221 составило 237 суток. Однако, по результатам промысловых исследований обводнение добываемой продукции по скважине № 1221 наступило через 213 суток. Таким образом, это указывает на необходимость планирования проведения водоизоляционных работ гораздо раньше расчетного периода.

Установлено, что характер обводнения добывающих скважин определяется геолого-физическими особенностями продуктивного пласта, свойствами насыщающих пласт жидкостей, условиями разработки и состоянием призабойной зоны скважин. При этом достаточно важным является предварительная идентификация причин обводнения скважины и состояние призабойной зоны с учетом динамики добычи, обводнения, истории эксплуатации скважины для уточнения геологического строения в зоне данной скважины и назначению мероприятий по ограничению водопритоков.

^ Во втором разделе по литературным и патентным источникам выполнен обзор и анализ современного состояния проблемы в области работ по изоляции водопритоков, решением которой занимались многие отечественные ученые и специалисты, среди них: А.Г. Аветисов, В.А. Амиян, Ю.Е. Батурин, Н.К. Байбаков, В.А. Блажевич, А.Ш. Газизов, Ю.В. Земцов, И.И. Клещенко, А.И. Комисаров, А.Т. Кошелев, Ю. С. Кузнецов, А.В. Маляренко, И.И. Маслов, И.Т. Мищенко, Р.А. Мусаев, В.Н. Поляков, К. М. Федоров, А.К. Ягафаров и др.

Известно, что помимо общих требований, предъявляемых к водоизолирующим материалам (гомогенность, низкая вязкость, достаточная прочность тампонажного «камня»), существуют жесткие специфические требования: надежная изоляции пресных вод, высокая селективность, водорастворимость, возможность применения в условиях температуры на поверхности до - 50 0С. Наряду с перечисленными требованиями, предъявляемыми к тампонажным материалам, с целью оптимизации водоизоляции, необходимо изучить особенности процесса структурирования предлагаемых кремнийорганических реагентов, для создания новых кремнийорганических материалов, предназначенных для водоизоляционных работ на нефтяных месторождениях (в первую очередь Западной Сибири), а также процесс гидролитической поликонденсации этих реагентов.

В качестве изолирующих агентов находят применение органические полимерные материалы, неорганические водоизолирующие реагенты, элементоорганические соединения (ЭОС).

Среди ЭОС наиболее широко исследованы и использованы в промышленных масштабах кремнийорганические соединения, обладающие целым рядом требуемых свойств. Это высокая адгезия КОС к горной породе, что обусловлено их способностью вступать в реакцию поликонденсации с реликтовой водой и образовывать химические связи с горной породой. Образующиеся силоксановые связи ориентированы так, что кислород направлен к горной породе, а органический радикал - в противоположную сторону, последнее обуславливает эффект гидрофобизации породы.

Совокупность таких свойств, как взаимодействие с водой, образование твердых полимеров и инертность к нефти, позволили рекомендовать органохлорсиланы в качестве селективных водоизолирующих реагентов. Однако в процессе промысловых испытаний были выявлены следующие недостатки реагента: высокая токсичность, агрессивность, взрыво- и пожароопасность хлорсиланов, интенсивное разрушение карбонатных пород.

В связи с этим внимание исследователей было акцентировано на разработке водоизолирующих составов на основе более доступного класса реагентов типа КОС, например, алкоксипроизводных кремния. На основе алкоксипроизводных кремнийорганических соединений в нефтедобывающей отрасли был разработан и применен ряд новых водоизолирующих композиций.

Следует отметить, что алкоксипроизводные кремнийорганические соединения могут применяться в широком интервале пластовых температур (0 - 200 0С), независимо от степени минерализации пластовых вод и при низкой температуре окружающей среды (температура застывания ниже минус 50 0С). Они гомогенны, имеют необходимую вязкость (2 – 20 мПа*с) и высокую фильтруемость в пористые среды, что удовлетворяет требованиям применения подобных соединений в условиях ряда месторождений Западной Сибири. В работе был сделан вывод, что уникальные физико-химические и технологические свойства алкоксипроизводных кремнийорганических соединений, наличие достаточной сырьевой базы для их производства и отлаженность технологии их промышленного получения позволяют выбрать эти полифункциональные кремнийорганические соединения для разработки на их основе новых гидроизолирующих реагентов массовой технологии изоляции водопритоков применительно к условиям месторождений Западной Сибири.

Известно, что продукт реакции переэтерификации - гликолевый эфир ортокремневой кислоты (ГЭОК) при взаимодействии с водой образует сшитые структуры. Для выяснения характера структурообразования, совместно с сотрудниками ОАО «ГНИИХТЭОС» была исследована зависимость гелеобразования от соотношения эфира и воды, температуры, типа и концентрации катализатора.

Кинетика структурирования геля изучалась с применением вискозиметра постоянных напряжений ВПН-1, определяя время до начала резкого возрастания вязкости (индукционный период гелеобразования).

Процесс взаимодействия ГЭОК с водой анализировали при содержании от 34 до 90 % об. в общей реакционной массе. На рисунке 1, 2, 3 приведены полученные графики изменения вязкости во времени для некоторых исследованных систем, с различным типом и концентрацией катализатора. Установлено, что в присутствии KOH, NaOH, KF независимо от природы и содержания катализатора с возрастанием концентрации ГЭОК в водном растворе индукционный период гелеобразования уменьшается. При одинаковых концентрациях ГЭОК наиболее высокая скорость структурирования отмечается в присутствии KF (рисунок 3). В этой связи, изучение гелеобразования от содержания KOH, NaOH, KF проводили на вискозиметре ВНП - 1 при разной степени разбавления ГЭОК водой (1:2 и 1:4 соответственно).




Рисунок 1 - Кинетика изменения вязкости в процессе гелеобразования ГЭОК при различном содержании Н2О (% об.), концентрация NaOH – 0,1% масс.




Рисунок 2. - Кинетика изменения вязкости в процессе гелеобразования ГЭОК при различном содержании Н2О (% об.), концентрация КOH – 0,1% масс.



Рисунок 3. - Кинетика изменения вязкости в процессе гелеобразования ГЭОК при различном содержании Н2О (% об.), концентрация КF – 0,1% масс.

Другим отличием исследуемого процесса в присутствии KF является специфический механизм переэтерификации ГЭОК этилсиликатом, когда наряду с ГЭОК, образуются кислородсодержащий силикатный комплекс калия и гексафторсиликат калия. Последний выпадает в осадок, но сохраняется в распределенный по объему геля.

Установлено, что повышение температуры процесса структурироваания приводит к уменьшению времени гелеобразования для всех катализаторов, независимо от их природы и концентрации (рисунок 4 и рисунок 5)



Рисунок 4. - Зависимость времени гелеобразования от температуры процесса в системах, содержащих NаОН; КОН.



Рисунок 5. - Зависимость времени гелеобразования от температуры процесса в системах, содержащих KF.

Степень набухания гелей, полученных с КОН, при различных концентрациях воды (рисунок 6) возрастает с увеличением ее концентрации. По аналогии с установленными закономерностями для набухания полимерных сеток, сформированных в растворе, это влияние может быть результатом образования меньшего числа узлов сетки с увеличением разбавления водой при ее получении. Начиная с определенного малого числа связей сетки возрастает их способность к распаду и к полному разрушению сетки. Это приводит к тому, что в гелях, полученных с содержанием воды более 66,6 %, происходит полный гидролиз связей сетки и, соответственно, набухание переходит в растворение. Гели, полученные обработкой реагентом KF, не набухают, что является результатом высокой частоты сетки и результатом плохой совместимости полимера и растворителя, то есть степени гидрофобности геля. Это подчеркивает существенное различие свойств гелей, образованных в присутствии гидроокисей или фторидов щелочных металлов, состоящее в образовании более прочных связей сетки.

С
1



тепень гидрофобности гелей, полученных с гидроокисями, объясняется наличием свободных силанольных групп, значительно меньшей, чем у гелей, полученных с KF. Это также определяет различную способность к набуханию двух типов гелей. В присутствии соли набухание гелей, полученных с KOH, возрастает, а полученных с обработкой KF практически не изменяется.


1

Рисунок 6. – Кинетика набухания гелей. Концентрация KF и KOH – 0,1 %; Концентрация H2O: 1 – 80, 2 – 73,3, 3 – 66,6, 4 – 60, 5 – 66,6 % масс.

Таким образом, изучение процесса гелеобразования и свойств гелей, полученных в присутствии катализаторов различного типа, позволило уточнить механизм и химическую природу происходящих процессов. В это связи в работе предлагается к использованию состав ВТОКС, который является продуктом частичной переэтерификации этоксигидроксисилоксанов полигликолями с катализатором KF. Он не застывает при температуре до минус 50°С и растворяется в воде в любых соотношениях. По истечению индукционного периода вследствие гидролиза водой, отверждается с образованием стеклоподобного геля. Время гелеобразования ВТОКСа при смешении с водой при температурах 90 – 120 0С составляет 90 - 30 мин.

^ В третьем разделе рассмотрены основы предлогаемой комплексной технологии воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Ее сущность заключается в следующем:

    • месторождение делится на характерные участки в зависимости от проницаемости коллекторов, типа разреза, степени обводнения;

    • на определенном участке во всех нагнетательных скважинах (или в большинстве из них) проводят закачку тампонирующего состава в высокопроницаемые пропластки с целью выравнивания профиля приемистости. Одновременно во всех обводненных добывающих скважинах проводят комплексное воздействие на призабойную зону скважин путем закачивания водоизолирующего состава в обводненные высокопроницаемые прослои с последующим кислотным воздействием на нефтенасыщенные низкопроницаемые пропластки. В результате был сделан вывод о необходимости совершенствования обработки ПЗП добывающих скважин с целью широкого практического применения указанных технологий.

С учетом этого были получены результаты разработки технологии комплексного воздействия на ПЗП обводненных скважин с использованием водоизолирующих композиций на основе кремнийорганических соединений с последующим кислотным воздействием на продуктивные нефтенасыщенные интервалы с целью вовлечения их в разработку. Совместно с Р.А. Булатовым, С.В. Даровских и Ю.В. Земцовым разработаны водоизолирующие кремнийорганические реагенты (продукт 119-204 и смесь с этилсиликатом; гликолевые эфиры этилсиликатов, где в качестве катализатора является продукт 119-204). Они обладают высокой селективной способностью, что наиболее полно удовлетворяет требованиям к водоизолирующим материалам.

В работе предложены кислотные составы (соляная кислота; осушающие ПЗП гликоли; фтористоводородная кислота, ортофосфорная кислота; борная кислота, используемая для предотвращения выпадения вторичных осадков в процессе обработки), которые наиболее полно отвечают литологическим и физико – химическим условиям месторождений Западной Сибири.

Разработана методика выбора комплекса воздействия в зависимости от геолого-физических условий скважины (обводненность продукции; коэффициент приемистости скважины; пластовая температура; степень выработки пласта; коэффициент проницаемости продуктивных интервалов; карбонатность и глинистость пород; реликтовая водонасыщенность) и способов ее эксплуатации.

^ В четвертом разделе проанализированы результаты промысловых испытаний комплексного воздействия на обводненные скважины.

С целью оценки оптимальных и граничных геолого-физических условий скважин, в которых использование метода целесообразно, проведен анализ результатов, полученных при его внедрении. Анализ выполнен с использованием одного из методов распознавания образов - последовательной диагностической процедуры (Мирзаджанзаде А.Х.). Статистической обработки подвергнуты данные по 53 скважинам. Наличие заколонных перетоков воды в подавляющем большинстве скважин было установлено промыслово-геофизическими исследованиями. В некоторых случаях - по совокупности косвенных признаков: с учётом материалов стандартного каротажа, динамики обводнения, текущих отборов и накопленной добыли, результатов химического анализа воды. Значения коэффициентов пористости и проницаемости определялись по материалам стандартного каротажа с использованием известных алгоритмов. Реликтовая водонасыщенность продуктивного пласта определена также по упомянутым алгоритмам, т.е. соответствует дате окончания бурения скважины. Поскольку данный параметр определяется только по скважинам, в которых к моменту ремонта отсутствовал приток воды из продуктивного пласта, то данное допущение правомерно.

Критериям отнесения результатов водоизоляции к успешной категории при составлении выборки служило выполнение совокупности условий:

  1. после ремонта дебит нефти увеличивался или сохранялся на прежнем уровне (с учётом изменения режима эксплуатации);

  2. обводненность продукции после ремонта снижалась не менее, чем на 10 %.

При исследовании анализировалось примерно одинаковое количество успешных и неуспешных операций, поскольку при соблюдении данного условия закономерности изменения диагностических коэффициентов и информативности факторов проявляются наилучшим образом.

Анализ выделенных значений диагностических коэффициентов и информативности факторов позволила установить следующее.

1. Информативность факторов у1 и у2 мала. Метод может применяться во всем анализируемом диапазоне изменения проницаемости коллекторов. С увеличением проницаемости продуктивного пласта (фактор у1) и уменьшением проницаемости водоносного (фактор у2) проявляется тенденция к уменьшению числа успешных исходов работ. Такая закономерность объясняется тем, что с улучшением коллекторских свойств продуктивного пласта при закачивании водоизолирующего реагента большая его часть поступает в нефтеносный пласт, т.е. расходуется непроизводительно. В то же время улучшение коллекторских свойств водоносного пласта способствует преимущественной фильтрации реагента в водоносную зону.

2. С увеличением пористости водоносного пласта (фактор у3) успешность работ повышается, что объясняется улучшением условий смешивания и взаимодействия кремнийорганического реагента с пластовой водой, а также увеличением эффективной пористости, то есть увеличения радиуса каналов фильтрации. Однако, информативность данного фактора тоже недостаточно высока. Метод может быть рекомендован к использованию при любых из числа анализируемых значениях пористости водоносных пластов.

3. Наибольшей информативностью обладают факторы у4 и у5 характеризующие соотношение коллекторских свойств водоносного и продуктивного пластов. Испытанный метод ликвидации заколонных перетоков воды наиболее предпочтительно применять в случаях у4 > 0,2 и у5 > 0,1, т.е. когда проницаемость водоносного пласта в 1,5, а его пропускная способность в 1,2 и более раз выше, чем разрабатываемого продуктивного пласта.

4. Реликтовая водонасыщенность (фактор у6) во всём встретившемся диапазоне её изменения практически не оказывает влияния на успешность работ. По полученным данным можно сделать вывод, что используемые кремнийорганические материалы обладает высокой селективной способностью и могут применяться при содержании реликтовой воды в продуктивных пластах до 50 %.

5. Высокой информативностью обладают факторы у7 и у8 - соответственно толщина разделяющих водоносный и продуктивный пласты непроницаемых перемычек и расстояние от интервала перфорации до водоносного пласта. С увеличением толщины перемычки и расстояния до источника обводнения, т.е. протяженностью тампонируемого канала заколонной циркуляциии, успешность ремонтов возрастает. Метод предпочтительно использовать при удаленности интервала перфорации от водоносного пласта на 7,6 и более метров и при наличии в данном интервале непроницаемых прослоев суммарной толщиной 2,8 и более метров.

6. Значительное влияние на успешность работ оказывает коэффициент приёмистости скважины. Так при значениях у9 >32,5 м3/(сут.МПа) преобладают неуспешные исходы работ. Низкая вязкость и гомогенность водоизолирующих кремнийорганических материалов обуславливает уход реагента из канала перетока при высокой поглощаемой способности пласта-обводнителя. Метод целесообразно использовать при коэффициенте приемистости скважины по воде, лежащем в пределе 15-35 м3/(сут*МПа).

7. Дебит скважины (фактор у10) и обводненность продукции (фактор у11) перед ремонтом не оказывают влияния на успешность работ, поэтому метод может применяться при любых значениях данных факторов. Следует подчеркнуть, что работы по ликвидации заколонных водопритоков экономически целесообразно проводить при обводненности даже 10-15%, так как в данном случав межпластовые перетоки, отрицательно сказываются на разработке пласта в целом.

Проверка основного соотношения диагностической процедуры наиболее информативных факторов (у4, у5, у6, у7, у8, у9) на представительной выборке показала, что в среднем в 80 % случаев можно правильно установить исход изоляционных работ, причем правильное предсказание неуспешных исходов составляет 85,2 %. Результаты анализа и приведенные выше рекомендации были практически использованы при дальнейшем внедрении технологии изоляции заколонных перетоков воды кремнийорганическими соединениями. При внедрении метода на 61 скважине месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» достигнута успешность работ 79 % с применением рекомендуемых кремнийорганических соединений.

Проанализированы результаты промысловых испытаний комплексного воздействия на десяти скважинах для пласта БС10 Суторминского месторождения. Успешность обработок составила 70 %. В результате комплексного воздействия достигнуто повышение дебитов в среднем в 24,2 раза (при снижении обводненности на 22 %), дополнительная добыча нефти составила 17,8 тыс. т., ограничение отбора попутно добываемой воды 32,9 тыс. м3, что оказало положительное влияние на разработку пласта окружающими скважинами. Промыслово-геофизические исследования показывают (рисунок 7), что метод обеспечивает положительное изменение профиля притока (на примере скважины № 1221 Суторминского месторождения), происходит частичная закупорка и, соответственно снижение отбора воды и вовлечение в разработку ранее не работавших нефтеносных участков пласта.



Рисунок 7. - Диаграмма ГИС скважины № 1221 Суторминского месторождения: 1,4 – интервалы притока; 2, 5 – термограмма при компрессировании; 3, 6 – потокометрия.

Таким образом, испытания метода доказали его высокую эффективность в условиях пласта БС10 Суторминского месторождения и целесообразность широкого использования его на месторождениях Тюменской области.

Опытные партии однокомпонентного кремнийорганического водоизолирующего состава ВТОКС были апробированы и внедрены в 29 скважинах Урьевского, Поточного, Южно-Ягунского, Тевлинско-Русскинского, Вать-Ёганского, Дружного и Повховского месторождений Западной Сибири. Результаты работ при решении различных водоизоляционных задач приведены в таблице. Лучшие результаты достигнуты при проведении работ по изоляции межпластовых заколонных перетоков воды. Успешность данных работ составила 83,3 %, средний прирост дебита нефти равен 12,7 т/сут, включая и неуспешные обработки. Обводненность скважин после успешных работ снизилась на 15-90 %, или в среднем на 49,8 %.




Таблица - Результаты РИР в добывающих скважинах с применением ВТОКС

Цель РИР

Объем работ, скв.

Успешность работ, %

Показатели работы скважины

до проведения РИР

Снижение обводненности

(в среднем), DВ,%

Прирост дебита нефти

(в среднем),

Dqн, т/сут

Продолжительность эффекта

(в среднем),

мес.

Дополнительная добыча нефти после РИР, тыс. т.

всего

В среднем

на 1 скв.

Дебиты жидкости qж, м3/сут

Содержание воды, %

Дебиты нефти qн, т/сут

Отключение обводненного интервала пласта


15


80,0


6,6¸101,0


90¸100


0¸6,5


22,4


7,2


10,4


58,4


3,89

Изоляция межпластового заколонного перетока


6


83,3


0¸46,2



95¸100


0¸0,3


49,8


12,7



13,5


45,2




7,54

Изоляция внутрипластового заколонного перетока подошвенной воды


8


75,0


0¸63,0


94¸100


0¸4,1


22,7


3,1


9,4


7,7


0,96



В результате выполненных на 6-ти скважинах работ дополнительно добыто 45,2 тыс.т. нефти, или 7,5 тыс.т. на одну скважину. Высокую эффективность показали также работы по изоляции отдельных обводненных интервалов пласта: успешны 12 РИР из 15-ти, то есть 80 %, прирост дебита нефти в среднем составил 7,2 т/сут, обводненность снизилась на 22,4 %. Дополнительная добыча по 15-ти скважинам составила 58,4 тыс.т. или 3,9 тыс.т. на 1 скважину. Несколько хуже результаты апробации ВТОКСа при изоляции так называемых «внутрипластовых» заколонныхперетоков подошвенных вод: из 8-ми РИР успешны 6, то есть 75 %, прирост дебита нефти в среднем только 3,1 т/сут, дополнительная добыча нефти 7,7 тыс. т. или в среднем 960 т. на 1 скважину. Это обусловлено наиболее сложными геологическими условиями, а именно отсутствием плотной литологической перемычки, отделяющей интервал перфорации продуктивного пласта от расположенной ниже недонасыщенной переходной или водонасыщенной подошвенной зоны того же пласта (примером может служить скважина № 322 Поточного месторождения). Обводнение скважины в данных условиях может быть обусловлено подтягиванием конуса подошвенной воды, надежная изоляция водопритока из которого требует установки радиального экрана большой протяженности. Следует отметить, что в отдельных случаях, когда пласт изотропен, использование сравнительно небольших объёмов ВТОКСа позволяет эффективно решать и эту задачу.

Приведены результаты РИР в скважинах Урьевского и Поточного месторождений. На скважине № 2533 Урьевского месторождения с целью изоляции прорыва нагнетаемой воды по обводнившемуся пропластку закачали 2,0 м3 ВТОКС с последующей интенсификацией притока нефти из продуктивных интервалов закачкой в пласт 3 м3 8%-го раствора HCl c добавлением 0,5% ПАВ. Результаты выполненного комплекса работ: до РИР дебит нефти – 1,3 м3/сут, обводненность – 92 %; после РИР дебит нефти 20,1 м3/сут, обводненность – 92 %. На скважине № 322 Поточного месторождения с целью ликвидация заколонного перетока подошвенной воды закачали 3,0 м3 ВТОКС. Результаты выполненных работ: до РИР дебит нефти 1,6 м3/сут, обводненность – 97 %; после РИР дебит нефти 8,9 м3/сут, обводненность – 32 %.


^ ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ


  1. Проведен анализ причин обводнения добывающих скважин, которые определяется геолого-физическими особенностями продуктивных пластов, свойствами насыщающих пласт жидкостей, условиями разработки и состояние призабойной зоны скважин. Обосновано применение технологий изоляции водопритоков на основе кремнийорганических соединений

  2. Исследованиями процесса времени гелеобразования и степени набухания гелей в присутствии гликолевого эфира ортокремневой кислоты (ГЭОК) при различных концентрациях катализаторов KOH, NaOH, KF выявлено, что оптимальным катализатором является KF с концентрацией 0,1 % от общего объема рекомендуемого состава водорастворимого тампонажного однокомпонентного состава

  3. Рассмотрены основные геолого-физические и технологические параметры, позволяющие обоснованно прогнозировать исход водоизоляционного процесса на конкретных объектах. Предложена методика оценки прогноза результатов изоляции заколонных перетоков воды кремнийорганическими соединениями с учетом геолого-технологических факторов эксплуатации скважин с применением последовательной диагностической процедуры.

  4. Разработан водорастворимый тампонажный однокомпонентный кремнийорганический состав (ВТОКС), который в сравнении с аналогичными кремнийорганическими составами (КОС), в частности с водорастворимым тампонажным составом (ВТС), имеет преимущества. Это однокомпонентность, и как следствие, снижение трудоемкости и стоимости обработки. Опытные партии ВТОКС были апробированы и внедрены в 29 скважинах Урьевского, Поточного, Южно-Ягунского, Тевлинско-Русскинского, Вать-Ёганского, Дружного и Повховского месторождений Западной Сибири. При проведении работ по изоляции межпластовых заколонных перетоков воды успешность составила 83,3 %, средний прирост дебита нефти 12,7 т/сут. Обводненность скважин снизилась в среднем на 49,8 %.

  5. Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в руководящие документы и были практически использованы на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», успешность работ составила 79 %.


^ Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:


  1. Кононенко А.А. Пути повышения эффективности обработок обводненных скважин / А.А. Кононенко, Ю.В. Земцов, О.А. Ротанова // Состояние, перспективы внедрения повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири: Сб. науч.тр. – Тюмень:СибНИИНП, 1990.- С. 85-89.

  2. Земцов Ю.В. Комплексное воздействие на призабойную зону обводненных скважин Суторминского месторождения / Ю.В. Земцов, А.А. Кононенко, М.А. Кучма, А.Д Макуров // Нефтяное хозяйство. – 1991. - С. 42-44.

  3. Земцов Ю.В Исследование результатов внедрения технологии изоляции заколонных перетоков воды кремнийорганическими соединениями / Ю.В Земцов, А.А. Кононенко, О.А. Ротанова // Строительство скважин и совершенствование технологии вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: СибНИИНП, 1991. - С. 114-129.

  4. Грачев С.И. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны нефтеводонасыщенных пластов / С.И. Грачев, А.А. Кононенко, Б.В. Бобков // Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: ЗапСиббурНИПИ, 1995. – С. 54-57.

  5. Кононенко А.А. Прогноз продуктивности скважин / А.А. Кононенко, А.А. Овчинников, В.С. Донов // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень, 2006. - С. 194-197.

  6. Кононенко А.А. Повышение продуктивности скважин на основе комплексного воздействия на пласт // Известия вузов. Нефть и газ.-2007.- № 5.-С. 48-50.



Соискатель А.А. Кононенко






Подписано к печати

Заказ №

Формат 60x84 1/16

Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. № 1

Усл. изд. л. 1,2

Усл. печ. л. 1,2

Тираж 100 экз.
Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»

625039, Тюмень, ул. Киевская, 52


Добавить документ в свой блог или на сайт


Похожие:



Если Вам понравился наш сайт, Вы можеть разместить кнопку на своём сайте или блоге:
refdt.ru


©refdt.ru 2000-2013
условием копирования является указание активной ссылки
обратиться к администрации
refdt.ru